Борьба с потерями нефти

Вопросы / ответыБорьба с потерями нефти
0 +1 -1
antfiksa Админ. спросил 1 месяц назад
1 ответ
0 +1 -1
antfiksa Админ. ответил 1 месяц назад

Основные потери нефти и нефтепродуктов в нефтяной про­мышленности складываются из потерь от испарения в резервуа­рах, потерь от уноса газом капельной нефти из сепараторов, потери нефти при закачке сточных промысловых вод в пласты и потери от утечек.
Большинство нефтей, добываемых на промыслах СССР, от­носятся к легким, содержащим большие количества легких низкокипящих фракций и растворенного газа. При сборе, транспор­тировании и хранении этих нефтей в промысловых условиях растворенные в них газы часто полностью теряются; кроме того, значительны потери легких нефтяных фракций, так как при ис­парении таких компонентов, как метан, этан и частично пропан, из нефти улетучиваются и более тяжелые углеводороды (бутаны, пентаны и высшие). Необходимо отметить, что чем продол­жительнее периоды транспортирования и хранения нефти и чем чаще она контактирует с атмосферой, тем больше потери угле­водородов.
Этих потерь можно избежать при полной герметизации пути движения нефти от скважин до нефтеперерабатывающих заво­дов. Как правило, легкие фракции нефти теряются в промысло­вых мерниках, резервуарах с неисправными крышами или от­крытыми люками. Существующие резервуары рассчитаны на пе­репад в 2000 Па и оборудуются дыхательными клапанами. При наличии дыхательных клапанов на резервуарах потери будут лишь при заполнении нефтью, которая вытеснит объем газовоздушной смеси над ней, при так называемых больших дыханиях резервуаров.
Потери нефти из резервуара прямо пропорциональны упруго­сти паров нефти, находящейся в резервуаре, и обратно пропор­циональны техническому уровню герметизации самих резервуа­ров. Следовательно, чем больше число перевалок нефти по пути ее движения (чем больше операций по наливу), тем больше бу­дут потери от испарения. Поэтому для снижения потерь легких фракций необходимо так организовать движение нефти, чтобы число перевалок ее в «атмосферных» резервуарах было мини­мальным при максимальной их герметизации.
Данные исследований показывают, что более половины (по массе) теряемых углеводородов составляют этан и пропан -бутановые фракции, являющиеся исходным сырьем для производст­ва синтетического каучука, спиртов, эфиров, уксусной кислоты, полипропилена, полиэтилена, синтетических волокон и множест­ва других продуктов.
Исследования состава потерь от испарения нефти показали, что эти потери на пути от промысла до нефтеперерабатывающе­го завода существенно уменьшают ресурсы нефтехимического сырья.
Ликвидация потерь нефти и газа в герметизированных одно­трубных системах сбора обеспечивается применением только герметичного оборудования по всей технологической цепочке этой системы и жесткой технологической связью системы сбора с установками по подготовке нефти и газа (подача продукции скважин непосредственно на установку подготовки нефти без использования сырьевых резервуаров).
В связи с внедрением герметизированных однотрубных си­стем сбора нефти и газа обычно общее давление в системе воз­растает и соответственно увеличивается и давление на устье нефтяных скважин. Поэтому особое внимание должно быть уде­лено герметичности сальников полированных штоков на сква­жинах, оборудованных штанговыми насосами. С целью сокра­щения потерь в сальниках в настоящее время разработаны раз­личные сальниковые уплотнения с применением новых материа­лов, которые надежно, без пропусков работают при давлениях до 4 МПа.
На фонтанных скважинах и скважинах, оборудованных по­гружными электроцентробежными насосами, широко использу­ются при добыче парафинистых нефтей футерованные насосно-компрессорные трубы, применение которых практически исклю­чает операции по спуску и подъему скребков и соответственно пропуски нефти и газа через сальники лубрикаторов.
Потери нефти из-за несовершенства сепарационного оборудо­вания в основном связаны с тем, что в сепараторах не всегда удается снизить унос газа вместе с нефтью до минимума, в ре­зультате чего часть газа вместе с нефтью может поступать в резервуары. При выделении газа из нефти в резервуарах обычно вместе с газом уносятся и более тяжелые углеводороды, что увеличивает потерн нефти. Усовершенствование сепараторов с целью сведения к минимуму уноса газа вместе с нефтью обычно проводится путем улучшении внутренних устройств, способст­вующих наиболее полному выделению газа из нефти, а также за счет выбора соответствующего объема сепаратора, чтобы вре­мя пребывания нефти в нем было достаточным для отделения максимального количества газа.
Наиболее серьезный источник потерь нефти — использование резервуаров в качестве отстойников для отделения воды и хра­нения нефти. Потери нефти при этом возрастают прямо пропор­ционально температуре подогреваемой нефтяной эмульсии.
С целью ликвидации потерь нефти при ее подготовке во всех
современных установках применяется герметичное оборудование
с отбором газа после нагрева нефти в печах или подогревате­лях-деэмульсаторах и горячей сепарацией под вакуумом с пос­ледующим охлаждением нефти перед поступлением в товарные
резервуары.                                                                                    
При сепарации под вакуумом давление паров нефти стано­вится ниже атмосферного и потери нефти в резервуаре, рабо­тающем под атмосферным давлением, будут сведены к миниму­му. Поэтому внедрение горячей сепарации нефти под вакуумом перед ее поступлением в товарные резервуары — одно из дейст­венных мероприятий по сокращению потерь на нефтяных место­рождениях.
При хранении нефти в резервуарах товарных парков возмож­ны потери наиболее ценных фракций нефти от больших и малых дыханий резервуаров.
Большими дыханиями резервуаров называют процес­сы вытеснения паров нефти при заполнении резервуара и впуска воздуха при его опорожнении.
Малые дыхания в резервуарах возникают в результате изменения суточной температуры и барометрического давления наружного воздуха. Днем при нагревании резервуара давление паров нефти в нем может превысить расчетное давление дыха­тельных клапанов и часть паров нефти через дыхательный кла­пан выйдет в атмосферу. В ночное же время, когда температура окружающего воздуха понизится, часть паров нефти в газовом пространстве резервуара сконденсируется, давление упадет и при достижении расчетного вакуума наружный воздух начнет поступать в газовое пространство резервуара.
Уменьшение потерь от малых дыханий может быть достигнуто сокращением суточных колебаний температуры    в    газовом пространстве резервуара в результате применения предохрани­тельной окраски резервуаров в светлые тона и использованием железобетонных резервуаров.
Наиболее экономичной считается окраска резервуара в бе­лый цвет. Белизна краски зависит от вида красителя. Наилуч­шим красителем считается двуокись титана.
Однако в работе резервуарных парков трудно добиться одновременного заполнения одних резервуаров и опо­рожнения других. В этих случаях в газоуравнительную систе­му подключают резервуары-компенсаторы или резервуары с подъемными (плавающими) крышами.
Для уменьшения испарения нефти в резервуарах за рубежом особенно широкое распространение получили экраны из пласт­массовых полых шариков и пластмассовых пленок. Применение экрана из пластмассовых шариков позволяет уменьшить испаре­ние нефти в 5—6 раз.
Наиболее эффективным методом борьбы с потерями нефти от больших дыханий является отказ от использования резервуа­ров для приемо-сдаточных операций и переход к системам безрезервуарной откачки нефти в нефтепровод. При этом резер­вуары могут лишь подключаться к насосу в качестве буферных емкостей, в которых уровень нефти колеблется в незначительных пределах. Таким образом большие дыхания резервуара сводят­ся к минимуму и соответственно снижаются потери нефти.
Большое значение в сокращении потерь нефти в резервуарах имеет поддержание в исправном состоянии резервуарного обо­рудования, внедрение непримерзающих дыхательных клапанов, дисков-отражателей. В настоящее время ведутся работы по ис­пытанию понтонов из синтетических материалов, которые дают возможность резко сократить потери нефти при больших дыха­ниях резервуаров.
Наиболее эффективным мероприятием по ликвидации потерь легких фракций нефти от испарения является абсолютная гер­метизация пути движения нефти по трубопроводу, минуя трап­ные установки, сборные пункты и товарные парки.
Если известны основные источники потерь в промысловом хозяйстве (негерметизированные мерники, технически неисправ­ные атмосферные резервуары), борьба с ними сводится к умень­шению мест, в которых происходят эти потери (сокращение чис­ла резервуарных парков, ликвидация мерников), а также к технической реконструкции промысловых сооружений, заключающейся: а) в применении резервуаров повышенного давления с плавающими крышами, устраняющи­ми воздух из газового пространства резервуара; б) в оснаще­нии резервуаров герметизированными крышами с дыхательны­ми клапанами; в) в применении специального оборудования для улавливания продуктов испарения с извлечением тяжелых фракций из них; г) в покрытии поверхности нефти в резервуа­рах изолирующими от атмосферы слоями жидкости, пены, плавающих шариков.
За последние годы в нефтяной промышленности выполнены крупномасштабные работы, направленные на снижение потерь нефти. Это позволило практически исключить источники потерь на участке скважина — промысловый резервуарный парк. Наи­более сложно ликвидировать основной источник потерь нефти — испарение из резервуаров.
Для решения данной проблемы разработана и в промышлен­ных условиях апробирована    технология   улавливания   легких фракций из резервуаров, предусматривающая отбор избыточно­го количества легких фракций из газового пространства ре­зервуаров газодувками (компрессорами), отделение конденсата, подачу газа в напорный газопровод.
Нефть после концевой ступени сепарации посту­пает в резервуары. Для обеспечения отбора свободного газа, выделяющегося в приемных нефтепроводах, перед резервуарами устанавливаются газоотделители. Резервуары оборудуются газоуравнительной обвязкой, при помощи которой легкие фрак­ции перераспределяются между ними, а излишек поступает на прием газодувки (компрессора) и далее в напорный газопро­вод. Подготовка газа к транспортированию осуществляется применительно к конкретным условиям объекта (сепарация, смещение с газом, имеющим в своем составе меньшее количе­ство тяжелых углеводородов, охлаждение, осушка, подача в нефтяную зону газонефтяных сепараторов и т. д).
Для предотвращения образования вакуума и исключения по­падания воздуха на резервуарах установлены сигнализаторы давления, подающие электрический сигнал на отключение комп­рессора при достижении минимально допустимого давления. Дублирующий сигнал на отключение компрессора поступает от сигнализатора давления, установленного на конденсатосборнике. Для этой же цели устанавливаются сигнализаторы давле­ния, подающие сигналы на открытие клапанов подпитки и ре­циркуляции газа.
Согласование подачи компрессоров с расходом газа из ре­зервуаров осуществляется при помощи системы регулирования давления в конденсатосборнике, газопроводах и резервуарах, включающей сигнализаторы давления, регулирующие клапаны, газопроводы и запорную арматуру.
Потери от утечек относятся к категории чисто количествен­ных потерь. Утечки происходят через неплотности соединений трубопроводов, резервуаров, задвижек, сальников насосов и т. д., при коррозионных разрушениях трубопроводов и резервуа­ров, при переливах резервуаров и других емкостей.
Предотвращение потерь от утечек зависит от своевременного проведения профилактических ремонтов и специальных органи­зационно-технических мероприятий, разрабатываемых в каждом отдельном случае.
Потери при закачке промысловых сточных вод
Борьбу с потерями нефти необходимо вести на уста­новках подготовки сточных вод. В открытых схемах подготовки сточных вод часть нефти вместе с водой сбрасывают из емко­стей предварительного сброса воды и отстойников в открытые ловушки нефти, пруды-отстойники и пруды-испарители, которые имеют большие поверхности, поэтому часть нефти теряется в результате испарения и окисления.
Применение закрытых схем очистки сточных вод позволяет решить вопросы сбора и возврата ловушечной нефти для повтор­ной подготовки.
 
 
Приборы для измерения давления, температуры, расхода, уровня
 
В большинстве случаев давление является одним из основных параметров. Давлением определяется состояние многих веществ, например газов и паров. Технологическая аппаратура проектируется, исходя из допустимого максимального давления. Поэтому в ходе управления производственными процессами необходим   непрерывный   контроль  за  давлением   в  техно­логических аппаратах.
Давлением называется величина, измеряемая отношени­ем силы, действующей на поверхность, к площади этой поверх­ности. Сила давления, как и всякая другая сила, есть резуль­тат взаимодействия тел. Силы давления могут быть распре­делены по площади как равномерно, так и неравномерно. При их равномерном распределении давление на всех участках по­верхности одинаково. В этом случае давление определяется по формуле
р=F/S
где р — давление; F — сила; S — площадь.
Размерность единицы давления зависит от выбранной систе­мы. В СИ за единицу давления принят паскаль (Па) —давле­ние, вызываемое силой один ньютон (1 Н), равномерно распре­деленной по поверхности площадью 1 м2 ( 1 Па=1 Н/м2). Эта единица очень мала, поэтому в технологических измерениях для выражения больших значений давления применяют килопаскали (кПа) или мегапаскали (МПа).
При измерении давления различают абсолютное, избыточ­ное и атмосферное (барометрическое) давление, а также ва­куум.
Абсолютным (полным) называется давление, отсчитывае­мое от’абсолютного нуля, т. е. истинное давление. Оно может быть как выше, так и ниже атмосферного. Если абсолютное давление ниже атмосферного, его называют остаточным.
Избыточным (манометрическим) называют давление, от­считываемое от условного нуля, за который принимают атмо­сферное давление. Разность между атмосферным и остаточным давлением называют в а ку у м о м (разрежением).
В технике в основном измеряют избыточное давление, так как большинство приборов по своей конструкции может пока­зывать (или записывать) только избыточное давление (если они не изолированы от атмосферы). Абсолютным давлением поль­зуются главным образом в физике при изучении термодинами­ческого состояния различных веществ (температуры кипения, давления паров и других параметров).
Приборы для измерения давления называются маномет­рами.
Большой диапазон измеряемых давлений, а также специфи­ческие условия измерения их в различных технологических про­цессах определяют разнообразие систем манометров, отличаю­щихся как по принципу действия, так и по устройству. В зави­симости от вида и величины измеряемого давления маномет­ры условно подразделяют на:
барометры — приборы для измерения барометрического давления атмосферного воздуха;
м а н о м е т р ы  избыточного давления — приборы   для измерения  избыточного давления   (выше барометрического), равного разности между абсолютным и барометрическим   (атмосферным);
д и ф ф е р е и ц и а л ь н ы е    манометры — приборы      дл| измерения разности двух давлений (до 0,63 МПа), ни одно которых не является давлением окружающей среды.
По принципу действия приборы для измерения давления под( разделяются на:
ж и д кос т и ы е     манометры — приборы,   в   которых   ИМ меряемое давление уравновешивается давлением столба жидкости   соответствующей   высоты;   значение   измеряемого  давления в таких приборах определяется по высоте столба уравновешивающей жидкости;
деформационные     манометры — приборы,   в   которых   измеряемое  давление  определяется   по  деформации раз­личных упругих чувствительных элементов или по развиваемой ими силе;
грузопоршневые манометры—приборы, в кото­рых измеряемое или воспроизводимое давление уравновешива­ется давлением, создаваемым массой поршня и грузов;
электрические       манометры — приборы,      действие которых основано на зависимости электрических      параметре (сопротивление,  емкость  и т. д.)   манометрического  преобразователя от измеряемого давления.
Жидкостные манометры
Жидкостные манометры являются самыми простыми и точными приборами для измерения давления.      Они выполняются  из стекла. Верхний предел измеряемого      давления составляет около 200 кПа. Эта величина определяется прочностью стеклянных трубок, герметичностью соединений стекла с металлом или резиной   (соединительными  трубками),  а  также удобством  визуального отсчета  показаний.
 
Деформационные манометры
Наибольшее распространение и нефтяной промышленности  манометров этого вида получили сильфоновые манометры и ма­нометры с трубчатыми пружинами.
Сильфонные манометры (сильфоны) представляют собой упругие гофрированные трубки из стали,  латуни или фосфори­стой и бериллиевой бронзы, закрытые с одном стороны.
Среда, давление которой измеряется, обычно подводится    к коробке с сильфоном и воздействует на его наружную  поверх­ность.   Последний,   сжимаясь   при   увеличении   давления,   перемещает шток,  а  следовательно,  и  стрелку  прибора     или   перо если прибор регистрирующий.
Сильфонные манометры выпускаются как показывающими, так и самопишущими. Под действием измеряемого дав­ления сильфон  с пружиной  сжимается, перемещая вверх шток. Верхний конец штока связан передаточным  механиз­мом с держателем  пера, которым давление записывается на бумажной диаграмме (картограмме) специальными чернилами. Картограмма приводится во вращение часовым механизмом или синхронным двигателем.
Для измерения больших давлений применяются маномет­ры содновитковой и многовитковой трубчаты­ми   пружинами.
Одновитковая трубчатая пружина представляет собой полую металлическую трубку овального сечения, изогнутую по дуге и закрытую с одного конца. Второй конец трубчатой (маномет­рической) пружины впаян в штуцер, соединяющий трубку со средой, давление которой измеряется. Под действием давления трубчатая пружина меняет форму своего сечения, в результате чего ее свободный конец перемещается пропорционально изме­ряемому давлению. При увеличении давления трубка  разгибается. Таким образом, вход­ной величиной трубчатой пружины является измеряе­мое давление р, выходной величиной -— угол переме­щения свободного конца. Увеличение угла поворо­та стрелки достигается с по­мощью передаточного меха­низма.
Для измерения давления до 5 МПа трубки изготавливают из латуни или бронзы, а для более высоких давлений — из стали.
Для приведения в действие сигнальных устройств (ламп, звонков) применяются электроконтактны   маномет­ры (ЭКМ), состоящие из двух передвижных контактов (мини­мального и максимального), устанавливаемых на требуемые значения давления и замыкаемых стрелкой при достижении со­ответствующих давлений (рис. 76).
В некоторых случаях для измерения высоких давлений при­меняют электрические манометры. К ним относятся манометры сопротивления, емкостные, пьезоэлектрические и т.д.
В электрических манометрах сопротивления используется свойство проводников изменять сопротивление под действием давления.
Сопротивление проводника и его изменение при изменении подводимого давления измеряются соответствующим прибором.
В емкостных манометрах используется уменьшение или уве­личение емкости плоского конденсатора при изменении давле­ния, которое увеличиваем или уменьшает расстояние между обкладками.
 
Измерение температуры
Температура является одним из важнейших параметре определяющих протекание многих технологических процессе Температурными пределами процесса определяется качество получаемых продуктов, давление их паров, плотность и вяз кость жидкостей и паров и т. д.
В настоящее время для нахождения температуры используются следующие основные физические явления, происходящие веществах при изменении температуры:
1)  изменение линейных размеров и объема жидких и твердых тел;
2) изменение давления жидкостей и газов, заключенных постоянный объем;

  • возникновение и изменение термоэлектродвижущих сил  в термоэлементах;
  • изменение активного электрического сопротивления про
    водников или полупроводников;

5)   изменение лучеиспускательной способности нагретых тел.
В зависимости от названных явлений классифицируются при-
боры для  измерения  температуры,    называемые    термометрами.
Термометрами   расширения называются такие приборы,   в   которых   используется       наблюдаемое  при   изменен температуры   изменение  объема   или  линейных   размеров  к В зависимости от веществ, используемых в приборах, термометры  расширения   подразделяются  на  жидкостные  и деформационные. Действие жидкостных термометров расширения основа­но на принципе теплового расширения жидкости, заключенной в стеклянный резервуар малого объема. Действие же механи­ческих термометров основано на изменении линейных разме­ров твердых материалов (металлов и сплавов) при изменении их температуры.
В качестве рабочей жидкости для жидкостных термометров применяют ртуть и органические жидкости. Ртутные жидкост­ные термометры обычно используют для измерения высоких температур (до 750°С), а термометры с органическими жидко­стями— для измерения низких температур (спирты до —100°С, толуол до —90°С).
Жидкостные стеклянные термометры относятся к местным приборам контроля за температурой. Они изготавливаются прямыми и угловыми под углами 90 и 135°. В производственных условиях ртутные      термометры обычно устанавливают в металлической защитной арматуре (стальной трубке с окном для наблюдения за показаниями), что предохраняет термометры от механических повреждений.
В технологических процессах с повышенными- температурами широко применяются термоэлектрические термометры, принцип действия которых основан на термоэлектрическом эффекте. Если взять два проводника с разной проводимостью А и В и одни концы их спаять или сварить, а вторые оставить свободными, то при нагревании спая на свободных концах  возникнет разность потенциалов ЕАв или термоэлект­родвижущая сила (т.э.д.с). Эта разность потенциалов (т.э.д.с.) будет тем выше, чем больше разность температур спая и сво­бодных концов. Образованный таким образом термоэлемент на­зывается термопарой.
Чтобы измерить т.э.д.с. в цепи термопары, необходим изме­рительный прибор, подсоединенный к ее свободным концам (свободным концам термоэлектродов).
При измерении температуры термопара как чувствительный элемент помещается в измеряемую среду, причем каждому зна­чению температуры среды будет соответствовать определенная т.э.д.с. термопары. Т.э.д.с. термопары зависит от материала термоэлектродов, из которых изготавливаются термопары. Это, главным обра­зом, металлические сплавы с малым коэффициентом темпера­турного сопротивления. В промышленности широко применяют­ся термопары из благородных и неблагородных металлов.
Один термоэлектрод термопары ТПП (платинородий — пла­тина) выполнен из сплава (10% Rh и 90% Rt). второй элект­род— из чистой платины. Такая термопара обладает повышен­ной жаростойкостью и стабильной характеристикой. Она приме­няется для измерения температур от 200до1300°С при длитель­ном использовании в промышленных условиях и до 1600°С при кратковременных измерениях. Диаметр термоэлектродов 0,5 мм. Термопара. ТХА (хромсль-алюмсль) имеет один термоэлект­род из хромеля (89 % Ni, 9,8 % Сг, 1 % Fe, 0,2 % Мn), а второй из алюмеля (94 % Ni, 2 %А1, 2,5 % Мn, 1 % Si, 0,5 % Fe). При­меняется для измерения температуры от —50 до 1000 °С при про­должительных измерениях в промышленных условиях и до 1300 °С при кратковременных измерениях. Диаметр этих тер­моэлектродов не менее 3,2 мм.
Термопара ТХК (хромель-копель) имеет один электрод из хромеля, а второй из копеля (56% Ni, 44% Сг). Применяется для измерения температуры от —50 до 600 °С при продолжи­тельных и до 800 °С при кратковременных измерениях. Диаметр термоэлектродов ТХК не менее 3,2 мм.
При измерении температуры в нескольких местах одного и того же объекта или в нескольких различных объектах контро­ля часто один измерительный прибор работает в. комплекте с несколькими термопарами (рис. 79). В этом случае температу­ра изменяется путем поочередного подключения термопар к из­мерительному прибору.
На принципе использования милливольтметров для измере­ния температуры разработаны специальные приборы, называе­мые потенциометрами.
 
Измерение уровня жидкости
В производственных процессах большое значение имеет кон­троль за уровнем жидкостей в технологических аппаратах, раз­личных емкостях и резервуарах.
Измерение уровня в технологических аппаратах позволяет контролировать наличие в них нефти или нефтепродуктов, не­обходимых для протекания технологических процессов в требуемом направлении. Измерение уровня в аппаратах производится обычно в  относительно небольшом диапазоне его изменения, причем высокая точность при измерении не требуется. Hнеобходимо следить лишь, за тем, чтобы уровень не был больше или меньше допустимых значений Уровни жидкости измеряются различными методами, измерения используются различные   контрольно-измерительными приборы.  При измене уровня жидкости поплавок перемещается вверх    или вниз, ось  поворачивается в ту или иную сторону на угол, пропорциональный   изменению уровня.  Поворот оси    передается указателю.
В камерном уровнемере камера  подсоединяется к технологическому аппарату двумя трубками, образуя систему сообщающихся сосудов. Уровень в камере, таким образом, всегда равен уровню жидкости в аппарате.
Приборы с поплавками обычно используются как датчики в системах дистанционного контроля, где угол поворота оси преобразуется   в   пропорциональное давление сжатого воздух».
Применяется   несколько   разновидностей   уровнемеров   с   по плавками  легче  жидкости,   предназначенных   или  дистанцион­ного измерения уровня в    технологических  аппаратах. К    ним относятся уровнемеры  поплавковые камерные  (PУПK), уровнемеры поплавковые штуцерные  (РУПШ)   и уровнемеры  поплавковые фланцевые   (РУПФ). Они применяются      для  измерения уровня, изменяющегося от 0 до 400 мм.
Уровнемеры с поплавками легче жидкости применяются также для измерения уровня жидкости в резервуарах. Для этой цели предназначены уровнемеры типа УДУ, КОР—ВОЛ (производство ВНР).
Измерение расхода и количества жидкостей
Измерение расхода нефти и нефтепродуктов имеет большое значение при управлении производственными процессами. Без измерения расхода и количества сырья, реагентов, целевых продуктов невозможны соблюдение режима и правильное веде­ние технологических процессов.
Расходом называется масса (или объем) вещества (жид­кости, газа, пара), проходящего через любое сечение трубопро­вода или другое транспортное устройство в единицу времени. Следовательно, расход можно измерять как в объемных, так и в массовых единицах. Объемный расход в системе СИ измеря­ется в м3/с, а массовый — в кг/с. Иногда расход определяют также в м3/ч, л/с (литр в секунду), кг/мин, кг/ч, т/ч (тонна в час).
Приборы для измерения расхода называются расходоме­рами. Следует напомнить, что показания расходомеров харак­теризуют текущее или мгновенное значение расходов. Для оп­ределения суммарного расхода транспортируемого вещества за какой-то конечный промежуток времени (сутки, смену, месяц) применяются счетчики.
По методам измерения расходомеры можно разделить на следующие:
переменного перепада давления—измеряющие расход по пе­репаду давления в местах местных сужений (стандартного и нестандартного профиля) потока измеряемой среды;
постоянного перепада давления (обтекания) — измеряющие расход по площади сечения потока у подвижного сопротивления, обтекаемого измеряемой средой;
электромагнитные или индукционные, измеряющие расход по э.д.с, индуцируемой жидкостью пересекающей магнитные поля;
ультразвуковые — измеряющие расход по смещению звуко­вых колебаний движущейся средой;
тахометрические — измеряющие расход по скорости враще­ния ротора, крыльчатки или диска, расположенных в потоке из­меряемой среды;
пневмометрические    (напорные) — измеряющие расход по скорости    потока  в одной  или нескольких точках    поперечно го сечения   трубопровода.
Наибольшее распростране­ние при измерении расхода жидкостей и газов в промышленных условиях получили расходомеры, работающие по методу переменного перепада давления. Измерение расхода в таких приборах осуществля­ется косвенным путем, т. е. определением перепада давле­ния на дроссельном (сужающем) устройстве, устанавливаемом в трубопроводе.
Для измерения расхода жидкости, газа или пара применяют­ся также дифманометры-расходомеры. При измерении расхода с помощью U-образного дифманометра-расходометра  в трубопроводе устанавливается диафрагма  — устройст­во, сужающее поток в трубопроводе. При протекании измеряемой среды через диафрагму скорость в месте сужения резко возра­стает, а давление падает. Разность давлений р1 и р2 после ди­афрагма называется перепадом давления, величина которого изменяется в зависимости от расхода. Перепад давления до и после диафрагмы, измеряемый дифференциальным манометром, и служит мерой расхода.
Протекающее через диафрагму вещество должно быть одно­фазным жидким или газообразным. Жидкости могут содержать газы или твердые вещества только в растворенном состоянии. При проходе жидкости по трубопроводу и через диафрагму выделение газов или выпадение осадков искажает результаты из­мерений.
Для измерения перепада давления на диафрагме применяют­ся в основном трубные, поплавковые и мембранные дифманометры.
В последнее время разработаны тахометрические расходоме­ры, в основе работы которых лежит принцип измерения скоро­сти потока измерением скорости вращения специальной турбинки (ротора), находящегося в потоке.